風(fēng)城油田重18井區(qū)超稠油油藏注氣方式優(yōu)化選擇研究

王 靜，劉德華，智媛媛

（長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢430100）

風(fēng)城油田重18井區(qū)超稠油油藏注氣方式優(yōu)化選擇研究

王 靜，劉德華，智媛媛

（長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢430100）

水平井熱采模式一直是改善特、超稠油油藏開(kāi)發(fā)效果的有效手段。在熱采中后期，常規(guī)同采同注的注氣方式存在著蒸汽熱利用率低、蒸汽波及范圍小和剩余油量大等問(wèn)題。研究不同注氣方式對(duì)該類(lèi)油藏開(kāi)發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益的影響，研究表明，水平井組一注多采和直平井組合吞吐方式均能很大程度提高蒸汽利用率，有效驅(qū)替井間的剩余油。

超稠油油藏；注氣方式；水平井直井

1 前 言

特、超稠油油藏?zé)岵梢恢笔谴祟?lèi)油藏關(guān)注的重點(diǎn)，采用水平井熱采模式是改善開(kāi)發(fā)效果提高經(jīng)濟(jì)效益的有效手段。常規(guī)的注氣方式仍然存在蒸汽熱利用率低、油井開(kāi)井頻繁和蒸汽加熱范圍小等問(wèn)題，本文以重18井區(qū)超稠油油藏水平井為例，根據(jù)油藏開(kāi)發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益的影響優(yōu)化注氣方式，以期對(duì)特、超稠油油藏的開(kāi)發(fā)提供依據(jù)和指導(dǎo)。

2 超稠油油藏注汽方式優(yōu)化選擇

2.1 油藏基本情況

正重 18井區(qū)齊古組為一套正旋回砂礫巖、砂巖和泥巖組合體，油藏平均埋深360 m，沉積厚度82 m。研究層J3q3層孔隙度平均25.2%，滲透率平均657.2 mD，含油飽和度平均65.6%，50 ℃原油粘度平均13 650 mPa·s。截止2014年10月底，齊古組水平井平均進(jìn)行蒸汽吞吐輪次6.1輪，單井平均累產(chǎn)油量2 833 t，注氣16 806 t。隨著水平井生產(chǎn)周期數(shù)增加，周期產(chǎn)油量呈下降趨勢(shì)，油氣比減小，生產(chǎn)效果變差。

2.2 水平井組同采同注與一注多采方式的優(yōu)選

“同采同注”指的是把鉆遇層位相互對(duì)應(yīng)、相對(duì)頻繁發(fā)生汽竄的相鄰區(qū)域里的多口水平井，作為一個(gè)開(kāi)發(fā)單元，采用多井同注同采方式生產(chǎn)。

“一注多采”指的是，根據(jù)油層開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，優(yōu)選井間熱連通性好的井組，選取一口中心井進(jìn)行大注汽量間歇注汽，周?chē)揽恐行木⑷肽芰窟B續(xù)生產(chǎn)，從而實(shí)現(xiàn)井組整體吞吐，擴(kuò)大蒸汽波及體積，擴(kuò)大油層動(dòng)用范圍，提高驅(qū)油效率的目的；一注多采能提高蒸汽熱利用率，補(bǔ)充地層能量，驅(qū)替井間的剩余油[1]。相對(duì)于普通稠油，超稠油一注多采除了蒸汽驅(qū)作用，除加快動(dòng)用井間剩余油外，有利于蒸汽腔的擴(kuò)大和地層溫度升高，形成汽竄通道等，實(shí)現(xiàn)一口井注汽代替井組注汽，多井整體吞吐[2]。

2.2.1 典型井組分析（圖1）

（1）井組1：位于重18井區(qū)2011年開(kāi)發(fā)區(qū)J3q22-3層的水平井井組模型，該井組有三口水平井，井距70 m，其平均油層厚度為9.5 m，埋深303 m，原始油層溫度 19，50 ℃時(shí)平均原油粘度 20 800 mPa·s，截至2014年12月已生產(chǎn)3年半，平均吞吐了9個(gè)周期。現(xiàn)從2015年2月份開(kāi)始對(duì)井組1展開(kāi)一注多采試驗(yàn)，預(yù)測(cè)3年9個(gè)周期，半年之后開(kāi)始明顯見(jiàn)效，一注多采與同注同采比較數(shù)據(jù)如表1。

（2）井組2：位于重18井區(qū)2012年開(kāi)發(fā)區(qū)J1b4層的水平井井組模型，該井組由三口水平井組成，井距70 m，其平均油層厚度為6.7 m，平均埋深443 m，原始油層溫度21，50 ℃時(shí)平均原油粘度8 000 mPa·s，截至2014年12月已生產(chǎn)2年半，平均吞吐了5個(gè)周期。現(xiàn)從2015年4月份開(kāi)始對(duì)井組2展開(kāi)一注多采試驗(yàn)，預(yù)測(cè)3年9個(gè)周期，增產(chǎn)效果不明顯，井組2一注多采與同注同采比較數(shù)據(jù)如表2。

（3）井組3：位于重18井區(qū)2012年開(kāi)發(fā)區(qū)J1b2+3層的水平井井組模型，該井組由三口水平井組成，井距70 m，其平均油層厚度為5.3 m，平均埋深380 m，原始油層溫度21，50 ℃時(shí)平均原油粘度20 100 mPa·s，截至2014年12月已生產(chǎn)2年半，平均吞吐了5個(gè)周期。現(xiàn)從2015年2月份開(kāi)始對(duì)井組2展開(kāi)一注多采試驗(yàn)，預(yù)測(cè)3年9個(gè)周期，增產(chǎn)效果低于井組1，井組3一注多采與同注同采累產(chǎn)油比較數(shù)據(jù)如表3。

表1 井組1一注多采與同注同采比較數(shù)據(jù)表Table 1 Comparative data in well group 1 with one injection several production and same injection-production

表2 井組2一注多采與同注同采比較數(shù)據(jù)表Table 2 Comparative data in well group 2 with one injection several production and same injection-production

表3 井組3一注多采與同注同采比較數(shù)據(jù)表Table 3 Comparative data in well group 3 with one injection several production and same injection-production

圖1 累積產(chǎn)油對(duì)比圖Fig.1 Cumulative oil production comparison chart

一注多采試驗(yàn)后可以看出井組1和井組3的吞吐效果得到改善，且井組1效果要好于井組3，而井組2由于開(kāi)發(fā)單元平面上動(dòng)用不均衡且井間并沒(méi)有建立較好的熱連通，導(dǎo)致一注多采吞吐效果并不明顯。

2.2.2 水平井組一注多采存在的問(wèn)題

一注多采要求中心注汽井井況良好，開(kāi)發(fā)區(qū)域平面上動(dòng)用較為均衡且井間已基本建立了較好的熱連通；由于開(kāi)發(fā)區(qū)域規(guī)模比較小，水平段方向上采油井不能同時(shí)受效。

完善辦法：1）擴(kuò)大開(kāi)發(fā)單元的規(guī)模；2）從開(kāi)發(fā)單元和注汽井虧空的角度考慮注汽量；3）考慮中心注汽井和周邊采油井的吞吐引竄效應(yīng)相結(jié)合，提高開(kāi)發(fā)單元的整體效果[3-5]。

2.3 直平井組合吞吐與水平井組吞吐方式的優(yōu)選

從擬合后的剩余油飽和度分布圖可以發(fā)現(xiàn)，經(jīng)過(guò)9個(gè)周期的蒸汽吞吐后，井周?chē)欢ň嚯x（一般在30 m）以外，剩余油飽和度仍然高達(dá)55%以上，井與井之間仍然有大片的剩余油[6]。這些剩余油豐富的區(qū)域油層溫度仍然較低，油粘度大，流動(dòng)性差，采出困難，因而對(duì)其采用直平井組合方式吞吐。

2.3.1 典型井組分析

（1）井組3：組成的井組3的三口水平井經(jīng)過(guò)兩年半6個(gè)周期的蒸汽吞吐生產(chǎn)后，其間還存在大量剩余的稠油，井組3剩余油分布如圖2。這部分剩余油溫度較低，原油粘度大，流動(dòng)性差，采出困難，現(xiàn)在從2015年2月之后對(duì)井組3實(shí)行兩種不同的吞吐方案，吞吐3年9個(gè)周期直至2018年1月。方案 1：繼續(xù)實(shí)行水平井吞吐，水平井同注同采；方案 2：將水平井間原有的直井射孔，實(shí)行直井、水平井組合吞吐方式，采用直井注汽，水平井采油。

井組3直井注水平井采與水平井同注同采效果比較如表4，經(jīng)濟(jì)計(jì)算分析可得，井組3（重18井區(qū)2012年開(kāi)發(fā)區(qū)J1b2+3層典型井組）采用直井注汽水平井采油方案比水平井組同注同采的方案效益更好，其所產(chǎn)生的效益增量為60美元/桶為280.11萬(wàn)元，65美元/桶為309.296萬(wàn)元，70美元/桶為338.49萬(wàn)元。

（2）井組2：井組2經(jīng)過(guò)兩年半6個(gè)周期的蒸汽吞吐生產(chǎn)后，水平井間還存在大量剩余的稠油，井組2剩余油分布如圖3。這部分剩余油溫度較低，原油粘度大，流動(dòng)性差，采出困難，現(xiàn)在從 2015年4月之后對(duì)井組3實(shí)行兩種不同的吞吐方案，吞吐3年9個(gè)周期直至2018年3月。方案1：繼續(xù)實(shí)行水平井吞吐，水平井同注同采；方案 2：將水平井間原有的直井射孔，實(shí)行直井、水平井組合吞吐方式，采用直井注汽，水平井采油。

井組2直井注水平井采與水平井同注同采效果比較如表5，經(jīng)濟(jì)計(jì)算分析可得，井組2（重18井區(qū)2012年開(kāi)發(fā)區(qū)J1b4層典型井組）采用直井注汽水平井采油方案比水平井組同注同采的方案效益更好，其所產(chǎn)生的效益增量為60美元/桶為180.5萬(wàn)元，65美元/桶為202.2萬(wàn)元，70美元/桶為223.77萬(wàn)元。

圖2 井組3剩余油分布圖Fig.2 Well group 3 remaining oil distribution

圖3 井組2剩余油分布圖Fig.3 Well group 2 remaining oil distribution

表4 井組3直井注水平井采與水平井同注同采效果比較表Table 4 The effect comparison in wells group 3 with vertical wells injection and horizontal wells production or horizontal wells same injection-production

表5 井組2直井注水平井采與水平井同注同采效果比較表Table 5 The effect comparison in wells group 2 with vertical wells injection and horizontal wells production or horizontal wells same injection-production

通過(guò)以上兩個(gè)典型井組的比較分析，可見(jiàn)對(duì)水平井組采用直井注汽水平井采油的吞吐方式生產(chǎn)相對(duì)于常規(guī)的水平井吞吐可取得較好的增產(chǎn)效果和經(jīng)濟(jì)效益。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）一注多采開(kāi)采方式，可以利用注汽井階段性連續(xù)集中注汽，減少地層能量損耗，更加高效的驅(qū)替剩余油，同時(shí)減少熱采作業(yè)井次，提高油井開(kāi)井時(shí)率，降低作業(yè)費(fèi)用；利用已形成的汽竄通道，引竄加熱蒸汽經(jīng)過(guò)的油層；能夠有效加熱地層溫場(chǎng)，促進(jìn)熱井間連通，為蒸汽驅(qū)的開(kāi)展做好準(zhǔn)備[2]。

（2）一注多采要求中心注汽井井況良好，開(kāi)發(fā)區(qū)域平面上動(dòng)用較為均衡且井間已基本建立了較好的熱連通；由于開(kāi)發(fā)區(qū)域規(guī)模比較小，采油井水平段方向上不能同時(shí)受效。

（3）直井注汽水平井采油的吞吐方式適用于水平井組蒸汽吞吐生產(chǎn)了較長(zhǎng)時(shí)間，水平井間存在豐富的難采出的剩余稠油的情況；能更好的加熱并驅(qū)替水平井間受效不好的稠油，能取得更大的產(chǎn)油量和油汽比，更高的經(jīng)濟(jì)效益；在一定范圍內(nèi)增大直井注汽量，能取得比較明顯的增產(chǎn)效果和經(jīng)濟(jì)效益。

［1］ 王軍.小洼油田吞吐后期一注多采效果評(píng)價(jià)[J].承德石油高等專(zhuān)科學(xué)校學(xué)報(bào),2009(03):7-9+91.

［2］ 王海生.熱采稠油油藏蒸汽吞吐階段改善開(kāi)發(fā)效果研究[D].大慶石油大學(xué),2006.

［3］ 陳鳳君,劉軍紅,葉志權(quán),張海清,高孝田,梁建新.稠油熱采優(yōu)化組合注汽技術(shù)研究[J].河南石油,2006(04):44-46.

［4］ 丁一萍,劉傳喜,凡玉梅,王強(qiáng),董志剛,闞新東.低滲稠油油藏?zé)岵尚Ч绊懸蛩胤治黾八骄畠?yōu)化[J].斷塊油氣田,2011(04):489-492.

［5］ 郭旭光,謝建軍,李曉娜,賈麗云,王愷,楊軍虎.稠油熱采開(kāi)發(fā)中后期提高注入蒸汽效果的探討[J].河南石油,2004(S1):49-51.

［6］ 王喬.重32井區(qū)齊古組超稠油水平井提高開(kāi)發(fā)效果研究[D].武漢：長(zhǎng)江大學(xué),2012.

Research on Optimal Choice of Gas Injection Modes for Ultra Heavy Oil Reservoir in Fengcheng Oilfield Zhong18 Well Area

WANG Jing，LIU De-hua，ZHI Yuan-yuan
（ School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

Horizontal well thermal recovery mode is an effective way to improve ultra heavy oil reservoir development effect. In the late thermal recovery, conventional gas injection mode has some shortcomings, such as low steam heat utilization, small steam sweep range, much remaining oil and so on. Influence of different gas injection methods on reservoir development effect and economic benefits was investigated. The results show that the methods of horizontal well group one injection well-several production wells and vertical- horizontal combination stimulation can improve steam utilization in large extent, and effectively displace the remaining oil between wells.

Ultra heavy oil reservoir; Gas injection mode; Horizontal well vertical well

TE 357

文章編號(hào)： 1671-0460（2016）03-0552-03

2016-01-10

通訊及第一作者簡(jiǎn)介： 王靜（1990-），男，湖北省荊州市人，碩士在讀，2010年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)石油工程專(zhuān)業(yè)，研究方向：油氣田開(kāi)發(fā)技術(shù)工作。E-mail：286454311@qq.com。